Geotérmica Cerro Prieto

Geotérmica en México; Estación Cerro Prieto

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Máster Universitario en Energías renovables

Geotérmica en México;

Central Cerro Prieto Energía Hidroeléctrica y Geotérmica

Espina Alonso David

López Valenzuela Ismael

Marín Venegas Adrián


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ÍÍNNDDIICCEE

I Introducción

II Sector de la energía en México

2.1 Sector eléctrico

2.2 Generación de energía eléctrica

2.2.1 Energía geotérmica en México

2.2.1.1Balnearios

2.2.1.2 Producción de energía eléctrica

2.2.2 Ventajas y desventajas de la geotermia

2.2.3 Impacto ambiental del uso de la geotermia

III Central geotérmica Cerro Prieto

3.1 Localización del campo geotérmico Cerro Prieto

3.2 Pozos y producción en Cerro Prieto

3.3 Red de vaporductos y canales de desalojo de agua geotérmica

3.4 Descripción general de la estación Cerro Prieto V

3.5 Emisiones y control de residuos

3.6 Pozos productores

3.7 Capacidad anual de producción

IV Conclusiones y perspectivas

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I. INTRODUCCIÓN El objetivo de este trabajo es explicar a grandes rasgos las características más importantes de la geotermia y su aprovechamiento actual en México, principalmente para generar electricidad. El término geotermia se refiere al calor del interior de la tierra, y significa una fuente de energía alterna a los combustibles fósiles, ambientalmente inocua y económicamente competitiva para emplearse en la generación de electricidad y en otros aprovechamientos directos. Los yacimientos geotérmicos se encuentran en determinadas partes del subsuelo. Su energía puede extraerse por medio de pozos profundos, a través de los cuales ascienden los fluidos, compuestos generalmente por una mezcla de agua con sales disueltas, o salmuera, y vapor de agua. Ya en la superficie, el vapor puede ser separado de esa mezcla y transportado hacia las centrales de generación, donde mueve los álabes de las turbinas para generar electricidad. La salmuera se conduce hacia lagunas de evaporación o directamente hacia pozos inyectores, a través de los cuales se regresa al yacimiento con el doble propósito de recargarlo y de prevenir cualquier contaminación a los acuíferos someros. En algunos casos, los yacimientos están compuestos únicamente de vapor de agua. Un yacimiento geotérmico típico se compone de una fuente de calor, un acuífero y la llamada capa sello. La fuente de calor es una cámara magmática en proceso de enfriamiento con temperaturas todavía elevadas, de unos 500º C o más. El acuífero es cualquier formación litológica con la permeabilidad primaria o secundaria suficiente para alojar agua meteórica percolada desde la superficie o desde acuíferos menos profundos. La capa sello es otra formación rocosa, o parte de ella, con una permeabilidad menor que la del acuífero, y cuya función es impedir que los fluidos geotérmicos se disipen totalmente en la superficie.

Fig. 1. Modelo esquemático de un yacimiento geotérmico

Si se tiene el cuidado de extraer una masa de fluidos equivalente a la que se recarga en el yacimiento, sea por medios naturales o artificiales, el


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recurso es renovable para todo efecto práctico, ya que aunque la cámara magmática terminará por enfriarse, el proceso le tomará probablemente algunos miles de años. Potencia media y zonas rentables: La energía geotérmica tiene un gran potencial: se calcula, basándose en todos los sistemas hidrotérmicos conocidos con temperaturas superiores a los 150 °C, que Estados Unidos podría producir 23.000 MW en 30 años. En otros 18 países, la capacidad geotérmica total fue de 5.800 MW en 1990. La energía geotérmica de temperaturas medias es aquella en que los fluidos de los acuíferos están a temperaturas menos elevadas, normalmente entre 70 y 150ºC. Por consiguiente, la conversión vapor−electricidad se realiza a un menor rendimiento, y debe utilizarse como intermediario un fluido volátil. Pequeñas centrales eléctricas pueden explotar estos recursos. La energía geotérmica de baja temperatura es aprovechable en zonas más amplias que las anteriores; por ejemplo, en todas las cuencas sedimentarias. Es debida al gradiente geotérmico. Los fluidos están a temperaturas de 60 a 80ºC. La energía geotérmica de muy baja temperatura se considera cuando los fluidos se calientan a temperaturas comprendidas entre 20 y 60ºC. Esta energía se utiliza para necesidades domésticas, urbanas o agrícolas. La frontera entre energía geotérmica de alta temperatura y la energía geotérmica de baja temperatura es un poco arbitraria; es la temperatura por debajo de la cual no es posible ya producir electricidad con un rendimiento aceptable 120 a 180ºC. Principales áreas geológicas:

• Donde la gran placa oceánica de la tierra y la de la corteza colisionan y se monta una sobre la otra, llamada una zona de subducción. El mejor ejemplo de estas regiones calientes alrededor de los márgenes de las placas es el Anillo de Fuego −áreas que bordean el Océano Pacífico: Los Andes de Sudamérica, América Central, México, la Cascade Cordillera de USA y Canadá, la cordillera Aleutian de Alaska, la Península de Kamchatka en Rusia, Japón, las Filipinas, Indonesia y Nueva Zelanda.

• Centros que se expanden, donde estas placas se están fragmentando como Islandia, los valles de África, la zona del Atlántico medio y las Provincia de Cordilleras y bases de U.S.

• Lugares llamados puntos calientes. Puntos fijos en el manto que producen continuamente magma. Dado que las placa se está moviendo continuamente a lo largo del punto caliente, se forman manantiales y volcanes, tales como la cadena de las Islas Hawai.

En materia de capacidad instalada para generar electricidad a partir de recursos geotérmicos, en el contexto mundial al cierre de 2008 México ocupó la cuarta posición, con 964.5 MW brutos, precedido por EUA con 2,500 MW, Filipinas con 1,980 MW e Indonesia con 1,191 MW


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representando 9.6%, 25.1%, 19.9% y 12.0% del total mundial, respectivamente. Capacidad geotérmica mundial neta instalada para generación de

energía eléctrica, 2008 (MW)

Tal es el potencial geotérmico de México que cuenta con una de las plantas generadoras más grandes a nivel mundial la cual se encuentra en el estado de Baja California y es la planta de Cerro Prieto.


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II. SECTOR DE LA ENERGÍA EN MEXICO

2.1 Sector eléctrico En términos generales, la estructura del Sistema Eléctrico Nacional (SEN) mexicano se subdivide en tres fases: generación, transmisión y distribución, las cuales se implementan en el sistema eléctrico vía centrales eléctricas, líneas de transmisión y líneas de distribución. Podemos también encontrar al SEN formado por los sectores público y privado. El sector público se integra por la compañía paraestatal: Comisión Federal de Electricidad (CFE). En el área de generación, aparecen los Productores Independientes de Energía (PIE), tras los que se encuentran centrales eléctricas licitadas entre grandes multinacionales, que entregan íntegramente su energía para el servicio público, a la CFE. Aparte, el sector privado agrupa otras modalidades de generación de energía eléctrica (cogeneración, autoabastecimiento, pequeña producción y exportación), con importante presencia en sectores como el industrial, comercial y de servicios.

2.2 Generación de energía eléctrica Los grandes números nos dicen que al final de 2005 la capacidad de generación total instalada en el Sistema Eléctrico Nacional, incluyendo todas las modalidades públicas y privadas (Producción Independiente de Energía y autogeneración), alcanzó los 53.858 MW, lo que significó un incremento del 0,6% respecto a 2004. El consumo nacional de electricidad en 2005 ascendió a 191.339 GWh, un 4% más que en 2004 (mientras, el PIB mexicano creció un 3% en ese mismo periodo). En la siguiente figura puede observarse la capacidad de generación instalada por cada tipo de tecnología y por región al finalizar 2005. La creciente adopción del ciclo combinado ha convertido al gas natural (43,2% en 2005) en el principal combustible para la generación de energía eléctrica, sustituyendo al fueloil (32,7% en 2005). Ver Figura 2.

Fig. 2 Generación eléctrica.


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2.2.1 Energía Geotérmica en México

La mayor parte del territorio mexicano (excepto la Península de Yucatán) está caracterizado por una gran actividad tectónica y volcánica que ha tenido lugar desde hace varias decenas de millones de años hasta el presente. Esta actividad invariablemente ha dejado su huella a lo largo de todo el país en forma de sistemas volcánicos y sistemas hidrotermales, tanto fósiles como activos. Ver Figura 3.

Fig 3. Potencial Geotérmico y pantas ya instaladas

La actividad tecto-volcánica, aunque tiene resultados catastróficos en muchos de los fenómenos que genera, como sismos y erupciones volcánicas, también ha sido la fuente de una gran riqueza como lo son los recursos minerales y geotérmicos.

La presencia de estos recursos se extiende por todo el país, siendo especialmente abundante en su parte central. A continuación detallamos algunos de los principales usos de las manifestaciones superficiales del calor terrestre.

2.2.1.1 Balnearios

Hasta la fecha, la Comisión Federal de Electricidad ha establecido la existencia de más de mil manifestaciones termales en la República Mexicana, de las cuales sólo una minoría corresponde a sistemas capaces de generar energía eléctrica comercialmente. Sin embargo, la mayoría de estos puntos localizados han sido utilizados como balnearios aun desde tiempos precolombinos.


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Uno de los principales factores que determina la aparición de manantiales, aparte de la fuente de calor, es la existencia de agua suficiente para mantener la actividad hidrotermal. En muchos estados como Aguascalientes, San Luis Potosí, Guanajuato, etc., se ha dado el caso de que con la explotación de los acuíferos para agricultura y para consumo humano, se ha provocado un descenso en los niveles del agua subterránea que ha dado como resultado la extinción de numersos manantiales termales.

2.2.1.2 Producción de energía eléctrica El concepto de economía de una central geotermoeléctrica es algo particular. Se trata de una inversión relativamente alta (unos US$1.100 por kW instalados, similar a una planta carbón), pero con un consumo de combustible equivalente, bastante económico, atribuible en un 80% de la inversión inicial que se haga en pozos (unos US$400 por kW instalados) y muy poco a su operación y mantenimiento (muchos pozos duran más de 15 años produciendo). Exagerando un poco este concepto, al considerar que el vapor casi no tiene valor comercial alternativo, el propietario de la planta geotérmica no ahorra prácticamente nada al tener un pozo cerrado ya que sigue pagando su amortización. Esto hace que las plantas geotérmicas se usen para generar en la base (su costo variable es muy bajo) y poco se ahorra bajando carga y cerrando pozos o tirando el vapor a la atmósfera (como generalmente se acostumbra hacer para regular carga horaria). En México se comenzó la producción geotermoeléctrica industrial (75 MW) en abril de 1973, es decir, más de 30 años generando en Cerro Prieto sin mayores problemas. Lo que inicialmente se desarrolló como una fuente alternativa de energía para ampliar el portafolio de oferta de fuentes primarias, en la actualidad se ha transformado en una fuente de energía económica, que incluso compite con centrales de ciclo combinado a los precios de mercado de nuestro gas natural.

México tiene actualmente una potencia neta instalada de 820 MW en Cerro Prieto, 193 MW en Los Azufres, 30 MW en Los Humeros y 10 MW en Tres Vírgenes. Aunque la energía geotermoeléctrica generada en México representa sólo el 3% del total nacional, cada campo tiene su particularidad. Por ejemplo, Cerro Prieto con sus 820 MW es el sostén básico de la generación en el sistema aislado del noroeste del país, frontera con California, donde hasta hace poco su aporte era del 75% de ese sistema.


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Los Azufres, en el altiplano mexicano a 2.800 m sobre el nivel del mar y a 200 km de la capital, genera casi 200 MW con la gran ventaja para el sistema central que no consume agua de enfriamiento ni emite gases de combustión. Los Humeros con 30 MW es el yacimiento con más alta temperatura del país (400° C). Todavía opera con plantas a contrapresión (sin condensador ni torre de enfriamiento; sistema muy económico, pero ineficiente), y pronto se iniciarán las actividades para instalar allí otros 50 MW con centrales a condensación.

Hay varias maneras de generar electricidad con fluidos geotérmicos. La más sencilla de ellas es utilizar unidades a contrapresión, en las que el vapor se descarga directamente a la atmósfera después de que se le hecho pasar por la turbina (Fig. 4-A). Otra manera es emplear una unidad a condensación, en la cual el vapor, después de pasar por la turbina, pasa a un condensador que trabaja a una presión menor que la atmosférica (Fig. 4-B). Las unidades a contrapresión son más baratas, ya que carecen de condensador y torre de enfriamiento, pero menos eficientes pues requieren del orden de 12 toneladas de vapor para generar un megawatt-hora (MWh). Las unidades a condensación ameritan más inversión pero son más eficientes, ya que necesitan del orden de 8 toneladas por MWh generado. Un tercer tipo de unidad geotermoeléctrica es la de ciclo binario. En esta se utiliza un intercambiador de calor para que el fluido geotérmico (agua o vapor) caliente a un fluido de trabajo con punto de ebullición inferior al del agua. Es justamente este fluido el que se hace pasar por la turbina siendo posteriormente condensado y vuelto a pasar por el intercambiador, en un proceso cíclico y continuo (Fig. 2-C). Este arreglo es el más caro, pero permite aprovechar fluidos geotérmicos de temperaturas inferiores que, de otro modo, tal vez no podrían utilizarse para generar electricidad. Los tres tipos de unidades geotermoeléctricas se emplean rutinariamente para generar energía eléctrica de manera comercial, tanto en México como en el resto del mundo.


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Fig. 4 Unidades Geotérmicas para generar electricidad.


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2.2.2 Ventajas y desventajas de la geotermia

Ventajas

• Producciones de energía útil neta en caso de yacimientos grandes y de fácil acceso, y muchos menos dióxido de carbono por unidad de energía que los combustibles fósiles.

• El costo de producir electricidad en plantas geotérmicas es menor que el de las plantas de carbón y mucho menor que el de las plantas nucleares nuevas.

Desventajas

• La principal desventaja es la escasez de yacimientos de fácil acceso y si no son bien administrados pueden agotarse en pocas décadas.

• En algunas áreas el desarrollo geotérmico puede destruir o degradar bosques u otros ecosistemas.

• La producción de esta energía causa infición entre elevada y moderada, por sulfuro de hidrógeno, amoníaco, mercurio y arsénico. Puede traer problemas de ruido, olores y cambios climáticos locales.

• Producen contaminación del agua, entre alta y moderada, por sólidos disueltos y escurrimiento de compuestos tóxicos de metales pesados como mercurio y arsénico.

2.2.3 Impacto ambiental del uso de la Geotermia Utilizar recursos geotérmicos es una de las maneras más ambientalmente inocuas de generar energía eléctrica. En la Figura 5 se reporta la emisión a la atmósfera de diversos gases que ocasiona la generación de un mega watt- hora (MWh) de energía eléctrica de acuerdo al tipo de central en la que se produce la electricidad.

Puede verse que el uso de vapor geotérmico en unidades geotermoeléctricas, ejemplificadas con las del campo geotérmico de Los Azufres, donde se evita la emisión de óxidos de nitrógeno y de azufre a la atmósfera, precursores de la lluvia ácida. Asimismo, se observa que las unidades geotermoeléctricas emiten una cantidad de bióxido de carbono, el principal gas de efecto invernadero y responsable del fenómeno de calentamiento global, mucho menor que la emitida por centrales que emplean combustibles convencionales y fósiles: el uso del vapor geotérmico permite que por cada MWh generado se emita a la atmósfera sólo un 22% de la cantidad que emite una planta carbón-eléctrica, un 29% de la que emite una planta a base de petróleo y un 40% de la que emite una central a base de gas natural.


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Finalmente, la cantidad de ácido sulfhídrico que se emite a la atmósfera, y que no producen plantas a base de combustibles fósiles, está dentro de límites de seguridad internacionales y no implica mayor impacto al ambiente más allá de su mal olor característico.

Fig. 5 Emisión de gases a la atmósfera

Por lo tanto, es evidente que el uso de vapor geotérmico para generar electricidad reduce el impacto ambiental que esta actividad provoca comparado con cualquier otra tecnología, a excepción probablemente de las plantas hidroeléctricas y eoloeléctricas. Pero además el vapor geotérmico es un recurso natural renovable para todo efecto práctico, mientras que las plantas de generación termoeléctrica convencional utilizan carbón, petróleo o sus derivados y gas natural, que son recursos fósiles no renovables.

De manera general, los impactos ambientales ocasionados por el uso de la geotermia para generar electricidad pueden agruparse en cuatro: emisiones de gases a la atmósfera, desechos líquidos, desechos sólidos y ruido.

Las emisiones gaseosas son vapor de agua en más de un 95% en peso, y del 5% restante más del 90% es bióxido de carbono, cuya cantidad, como acaba de comentarse, es del orden de una quinta parte de la que emite una planta termoeléctrica convencional para generar la misma cantidad de energía eléctrica.

El siguiente gas en importancia es el ácido sulfhídrico cuyas emisiones, como también se mencionó, se encuentran por debajo de los límites establecidos en normas internacionales (en México no existe norma específica para este gas). La CFE utiliza como norma la establecida para los campos geotérmicos de Nueva Zelanda, que es la más estricta a nivel internacional, la cual establece un límite de 0,05 partes por millón de H2S como promedio horario. En todos los campos mexicanos operan estaciones para medición del H2S en el aire, que toman lecturas las 24 horas del día y los 365 días del año.

Los desechos líquidos del proceso de suministro de vapor son las salmueras geotérmicas, es decir el agua que se separa de la mezcla que extraen los pozos del subsuelo. Se trata de agua salina impropia para usos domésticos o agropecuarios, por lo que se regresa al yacimiento del subsuelo a través de pozos inyectores perforados expresamente para ello.


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Adicionalmente, en todos los campos geotérmicos mexicanos se muestrea y analiza el agua de los manantiales termales o fríos dentro del campo y en su periferia, para asegurarse de que las medidas tomadas para evitar contaminar a los acuíferos someros están funcionando adecuadamente. Generalmente el análisis químico incluye la determinación del pH, alcalinidad, conductividad eléctrica y determinación de cloruros, boro, bicarbonatos, sílice, sulfatos, sodio, potasio, litio, rubidio, cesio, calcio, magnesio y arsénico. Los resultados de los análisis indican que no ha existido contaminación de los acuíferos someros debido a la explotación de los yacimientos geotérmicos.

Los desechos sólidos existen únicamente durante la perforación de los pozos. En este caso, se trata de los residuos de los lodos de perforación que son en su mayor parte arcillas entoníticas inertes, pero que de cualquier forma son tratados de acuerdo con lo indicado en la norma ambiental respectiva, ya que la perforación de todo tipo de pozos está perfectamente regulada por la SEMARNAT.

Finalmente, en lo que se refiere al ruido, la principal fuente emisora es la descarga de los pozos, y aquellas turbinas que carecen de condensador, a la atmósfera. Para reducir el nivel de ruido, la CFE ha desarrollado diferentes tipos de silenciadores, e inclusive cuenta con una patente para un tipo específico. El tipo de silenciador patentado permite reducir el ruido hasta en un 80% a una distancia de tres metros de la fuente emisora, y hasta en un 74% a una distancia de 50 metros. Los silenciadores logran que el ruido quede dentro del límite permitido por la Secretaría del Trabajo y Previsión Social para jornadas de trabajo de 8 horas, que es de 90 decibeles.


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CENTRAL GEOTÉRMICA

CERRO PRIETO


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3.1 Localización del campo geotérmico Cerro Prieto

El proyecto se localiza dentro del predio del campo geotérmico de Cerro Prieto (18 km2), propiedad de CFE, en el municipio de Mexicali, B. C. Esta localización pertenece al Sistema Eléctrico de Baja California, que está aislado del Sistema Interconectado Nacional, pero conectado al Sistema Eléctrico de California, EU. El campo geotérmico de Cerro Prieto, B. C. se encuentra ubicado en la planicie aluvial del valle de Mexicali, B.C., entre los meridianos 115”12’ y 115”18' de Longitud Oeste y los paralelos 32”22' y 32”26' de Latitud Norte, en la Sub-provincia Geológica del Delta del Rio Colorado al pie de la Sierra Cucapa y próximo al volcán de Cerro Prieto El campo geotérmico de Cerro Prieto, en donde el aprovechamiento del recurso geotérmico en la generación de energía eléctrica, se inició en el mes de mayo de 1973 con la entrada en operación comercial de las dos primeras unidades de la central Cerro Prieto I (CP I) con una capacidad de 37,5 MW cada una.

Actualmente, la capacidad total instalada en este campo geotérmico es de 720 MW, distribuidos en cuatro centrales de generación: CP I (180 MW), CP II (220 MW), CP III (220 MW) y CP IV (100 MW), CP V (100 MW) lo que denota que este tipo de generación de electricidad es factible y confiable desde el punto de vista económico, social y ambiental , pudiéndose obtener en promedio altos factores de planta (FP 0,90) con un bajo impacto ambiental. En la Figura 6 se esquematizan los sectores de explotación del campo geotérmico y se desglosan las características de las unidades generadoras que conforman las centrales

Fig. 6 Capacidad instalada del campo Geotérmico Cerro Prieto


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Por otra parte, de acuerdo con el estudio de desarrollo del mercado eléctrico, se estimó que el Área de Baja California tendría un crecimiento promedio anual de 7,9% durante el periodo 1999-2008; ante esta situación, y dado que el Área Baja California no se encuentra interconectada al Sistema Eléctrico Nacional, se han tomado las previsiones necesarias para que las centrales de Cerro Prieto continúen trabajando a su plena capacidad e incrementar la capacidad de generación en 100 MW adicionales mediante el desarrollo del proyecto geotermoeléctrico Cerro Prieto V.

De tal forma, con los 163 pozos productores con que cuenta actualmente el campo geotérmico de Cerro Prieto, se tiene una disponibilidad de vapor en superficie de 6 070 t/h de vapor, cantidad suficiente para mantener la operación del campo geotérmico - en el año 2006 la cantidad de vapor que demandó la operación de las cuatro centrales de Cerro Prieto, fue de 5 175 t/h para una generación de electricidad de aproximadamente 5 000 GW/h - y para desarrollar el Proyecto Geotermoeléctrico Cerro Prieto V.

3.2 Pozos y producción en Cerro Prieto

El campo geotérmico de Cerro Prieto, el mayor de los cuatro campos mexicanos en explotación comercial, comprende una superficie de 18 km2, aunque las reservas del yacimiento en el subsuelo se extienden hasta cubrir otros 50 km2; se ubica en una cuenca de tipo transtensional producida entre dos fallas laterales activas pertenecientes al sistema de San Andrés: la falla Cerro Prieto y la falla Imperial. En el subsuelo de esa cuenca, el proceso de adelgazamiento de la corteza continental ha generado una anomalía térmica, que es la que finalmente aporta el calor del sistema geotérmico.

En la actualidad la CFE opera en Cerro Prieto 163 pozos productores y once pozos inyectores, con los que se producen 6 070 t/h de vapor que se extraen conjuntamente con 8 000 t/h de agua geotérmica. Las características de los pozos productores de Cerro Prieto se indican en el.

Fig. 7.1 Características de posos


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Fig. 7.2 Generalidades de la excavación de pozos

Fig. 8 Distintos pozos.

De acuerdo con la figura anterior, se tiene que los primeros 50 m de profundidad del pozo se perforan con un diámetro de 36” (0,91 m) y se recubren con una tubería de revestimiento (TR) de 30” (0,76 m) de diámetro, la cual sirve de anclaje y se fija con cemento a la pared del agujero. De los 50 a los 150 m el agujero del pozo se reduce a 26” (0,66 m), recubriéndose con una TR de 20” (0,50 m) de diámetro. Entre los 150 y los 1 000 m (o donde se encuentre la base de la unidad de sedimentos clásticos no consolidados) el agujero es de 17 ½” (0,44 m) y se reviste con tubería de 13 3/8” (0,34 m). De los 1 000 a los 1 800 m (o ligeramente arriba de donde se espere que aparezca la cima de la zona de sílice y epidota), el diámetro del agujero es de 12 ¼” (0,31 m) y el de la TR es de 9 5/8” (0,24 m); esta es la tubería de producción del pozo que va igualmente cementada a la pared del agujero y a la TR de 13 3/8” (0,34 m).


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Finalmente, el resto del pozo se perfora con un diámetro de 8 ½” (0,22 m), recubriéndose con una tubería de 7” (0,18 m), la cual no se cementa sino se cuelga de la TR de 9 5/8 (0,24 m); esta tubería tiene su porción inferior ranurada para permitir el paso y la extracción del fluido geotérmico.

3.3 Red de vaporductos y canales de desalojo de agua geotérmica El fluido obtenido en superficie a través de los pozos es una mezcla de agua y de vapor que debe ser separada por medios mecánicos, lo que se hace en la plataforma de cada pozo mediante un separador centrífugo. El vapor separado se envía a través de un sistema interconectado de vaporductos hacia las plantas generadoras; la interconexión de los vaporductos permite transferir vapor de los pozos localizados en un sector del campo hacia otro, en función de las necesidades de cada central. El agua separada, por su parte, es conducida mediante canales abiertos y tuberías hacia una laguna de evaporación solar donde una parte se evapora y otra parte se reintegra al yacimiento geotérmico mediante pozos inyectores, tal y como se representa en la Figura 9.

Fig. 9 Manejo del fluido geotérmico

El vapor es conducido por medio de una red de vaporductos de unos 120 kilómetros de longitud. Los vaporductos tienen diámetros de entre 8” y 46” y están térmicamente aislados con una capa de material a base de lana mineral o fibra de vidrio, con una cubierta exterior de aluminio o hierro galvanizado.


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La red de vaporductos posee diversas interconexiones entre las distintas áreas del campo con el fin de proporcionar un suministro adecuado a las plantas de generación.

Los ductos colectores del vapor se denominan ramales. CPI cuenta con 8 ramales de alta presión, mientras que para CPII, CPIII y CPIV existen ramales paralelos de alta y baja presión (dos ramales por campo). Esta denominación proviene del tipo de separación: primaria o de alta presión, y separación secundaria o de baja presión. La Figura 10 muestra la red de vaporductos del campo geotérmico de Cerro Prieto.

Fig. 10 Red de vaporductos


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Fig. 11 Esquema de vapor-ductos en Cerro Prieto.

Fig. 12 Tomas eléctricas


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3.4 Descripción general del funcionamiento de la Central Cerro Prieto V (2x50 MW)

En la generación de energía eléctrica en un proceso geotérmico, se aprovecha el calor del subsuelo contenido en las rocas de origen volcánico que han calentado el agua al estar en contacto durante miles de años con esas rocas calientes, incrementando considerablemente su temperatura, el contenido de especies químicas disueltas y gases in-condensables como el bióxido de carbono y el ácido sulfhídrico. Con el tiempo, el agua tiende a alcanzar el equilibrio químico, isotópico y termodinámico. Parte del agua caliente presurizada pasa a la fase de vapor cuando asciende lentamente a la superficie en forma natural por convección, o muy rápidamente en forma artificial por las tuberías de los pozos geotérmicos; de tal forma, el fluido geotérmico que se extrae de un pozo profundo, está constituido por una mezcla de vapor, gases in-condensables y agua.

La mezcla de agua y vapor que fluye en cada pozo se envía a un equipo que separa el agua del vapor de tipo ciclónico, instalado en la plataforma del pozo o en una plataforma de separación.

La mezcla entra en este separador de manera helicoidal con respecto al cuerpo del equipo, induciéndole una fuerza centrífuga que separa las dos fases. El agua por tener mayor densidad adquiere mayor inercia que la del vapor, se pega a la pared del separador y por la acción de la gravedad cae a la parte inferior del equipo. El vapor separado fluye por la parte superior a través de un tubo central, para enviarse a la turbina por medio de un vaporducto diseñado y construido de acero al carbón y aislado térmicamente. Antes de ingresar a la turbina, el vapor se pasa a un equipo secador para eliminar la humedad residual que aún pudiera contener como producto de la condensación que se produce en los ductos durante el trayecto desde los pozos.

La eficiencia de separación que se logra en estos equipos secadores es superior al 99%. El vapor seco resultante pasa a la turbina en donde, debido al salto entálpico que se produce por las diferentes condiciones de presión a la entrada y a la salida de la misma, se convierte en energía mecánica que hace girar al generador eléctrico acoplado a la turbina, el cual por fenómenos electromagnéticos produce la energía eléctrica. El vapor utilizado y descargado por la turbina, es enviado hacia el condensador para formar parte del agua de circulación del sistema de enfriamiento.

El agua de circulación (agua caliente) que sale del condensador, es bombeada hacia la torre de enfriamiento para reducir su temperatura (agua fría) y poder utilizarla para condensar el vapor descargado de la turbina, estableciéndose así el ciclo de enfriamiento. La mayor parte de esta agua fría o de enfriamiento que se toma de la pileta de la torre, se utiliza para


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condensar el vapor proveniente de la turbina y de los eyectores del sistema de extracción de gases; la otra parte se utiliza para el enfriamiento de los sistemas auxiliares y de servicio que conforman la central (sistema de aceite de lubricación, enfriador del generador y sistema de vacío).

Por la parte superior del condensador se extraen por medio de eyectores, los gases incondensables que fluyen mezclados con el vapor geotérmico desde el subsuelo hasta este punto. El sistema utiliza para su operación, parte del vapor seco que se envía a la turbina. Los gases extraídos se conducen a la torre de enfriamiento en donde se aprovecha el tiro inducido que producen los ventiladores para emitirlos a la atmósfera y favorecer así una buena dispersión; alternativamente, los gases se pueden descargar a través de tubos de venteo instalados en la central.

Cuando la unidad se saca de servicio por falla o mantenimiento, el fluido geotérmico se desvía hacia un separador atmosférico (silenciador), en donde se reduce la presión del sonido a niveles permisibles y se separa la mezcla agua-vapor; el vapor se desfoga a la atmósfera por la chimenea del silenciador y el agua que sale por el fondo del equipo se conduce hacia la laguna de evaporación para posteriormente ser reinyectada al yacimiento geotérmico.

Las turbinas cuentan con un sistema de aceite de lubricación y control. La función principal de este sistema es asegurar por una parte, la lubricación y enfriamiento de los rodamientos del turbogenerador, y por otra parte, proporcionar el aceite para el control electrohidráulico de cada unidad. El sistema de aceite de lubricación y control está compuesto de: un depósito de acero de capacidad determinada por el fabricante del turbogenerador, bombas de aceite principal, bombas de emergencia, un purificador de aceite portátil tipo centrífugo que alarga la vida útil del aceite de lubricación.


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Fig. 13 Central Cerro Prieto 5

3.5 Emisiones y control de residuos 1. Emisiones de gases in-condensables a la atmósfera

Para reducir las emisiones de H2S se utilizan condensadores de contacto directo y torre de enfriamiento, que mediante el contacto con el agua y las características químicas del condensado, parte del H2S es atrapado y oxidado a sulfato en un elevado porcentaje (alrededor del 50% del H2S es transformado a sulfato). Adicionalmente, se utilizará la red de monitoreo continuo que se encuentra operando en el campo geotérmico.

2. Emisiones de ruido

Utilización de silenciadores para reducirlo a niveles permisibles.

3. Aguas residuales de proceso

Se conducen a laguna de evaporación la totalidad de las aguas residuales geotérmicas por medio del sistema de canales de conducción y, de ahí, se regresan al yacimiento mediante pozos re-inyectores.

4. Aguas residuales sanitarias

Se envían a una de las plantas de tratamiento de lodos activados (aireación extendida) ya existentes en el campo geotérmico.


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5. Residuos peligrosos.

Manejo de conformidad con la normativa federal en materia de residuos peligrosos (recolección, envasado, identificación, almacenamiento temporal, transporte y disposición final).

Residuos no peligrosos. Manejo de conformidad con la normativa municipal en la materia (recolección y disposición final).

3.6 Pozos inyectores

Actualmente la reinyección en el campo de Cerro Prieto se realiza por gravedad (sin bombeo) y en frío. La salmuera separada de los pozos productores se envía por drenes o tuberías a la Laguna de Evaporación Solar-ubicada al occidente del campo, donde su temperatura se reduce y se depositan parte de los compuestos que lleva en solución, particularmente sílice. Después se toma la salmuera directamente de la laguna y se conduce hacia los pozos inyectores, utilizándose bombas cuando el pozo está alejado.

3.7 Capacidad anual de producción Como capacidad de producción, Cerro Prieto tiene 6307.2 GWh por año, operando las unidades al 100% de su capacidad durante las 24 horas del total de días en el año. La generación eléctrica de Cerro Prieto se entrega al sistema aislado del noroeste, que incluye las ciudades principales que a continuación se mencionan: - San Luis R.C. Sonora - Mexicali, B.C. - Tijuana, B.C. - Tecate, B.C. - Ensenada B.C.


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4. CONCLUSIONES Y PERSPECTIVAS La geotermia es una fuente de energía que se emplea desde principios del siglo pasado en diversas aplicaciones turísticas, domésticas y agroindustriales y de manera directa para generar energía eléctrica. En México, la CFE la utiliza desde hace casi 35 años para satisfacer parte de la demanda nacional de electricidad de manera confiable, económicamente competitiva y sustentable. Los estudios de evaluación del comportamiento de los yacimientos geotérmicos de cada campo geotérmico en explotación, y su proyección a largo plazo, permiten definir el potencial adicional que es posible instalar en cada uno de ellos. Con base en esos estudios, la CFE ha programado la construcción de dos proyectos geotermoeléctricos adicionales en el campo Los Humeros. El proyecto Los Humeros II consta de dos etapas, aunque ambas están programadas para entrar en operación comercial en el mes de abril de 2010. La primera etapa está compuesta de una unidad a condensación de 25 MW, mientras que la segunda consiste en la construcción e instalación de siete unidades de ciclo binario de 3 MW cada una, que aprovecharán el vapor de baja presión que actualmente descargan a la atmósfera siete de las ocho unidades a contrapresión de 5 MW que operan en ese campo. La idea es que, en lugar de descargarlo a la atmósfera, el vapor se utilice en un intercambiador de calor como parte de un arreglo de ciclo binario. Las dos etapas del proyecto representarán un incremento neto de 46 MW en Los Humeros. Un tercer proyecto es instalar dos unidades a condensación, una de 25 y otra de 50 MW, en el campo de Cerritos Colorados donde, como se mencionó antes, la CFE ha evaluado un potencial de 75 MW. El proyecto incluye también la construcción de una línea de transmisión en 69 kilo Volts (kV), de más de 14 kilómetros de longitud. El plan es presentar a fines de año la Manifestación de Impacto Ambiental ante las autoridades correspondientes de la Semarnat. Pero además de los campos geotérmicos en explotación, la CFE ha identificado otras zonas geotérmicas en México susceptibles de contener yacimientos geotérmicos de alta temperatura en su subsuelo. Muchas de ellas han sido exploradas con estudios geológicos, geoquímicos y geofísicos y en algunas se han perforado pozos exploratorios. Las más importantes de esas zonas son las de Acoculco, Puebla, Tulecheck, Baja California, La Soledad, Jalisco, y el Domo San Pedro, Nayarit. Los planes actuales


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consideran la ejecución de más estudios y la perforación de pozos en las que resulten de mayor interés. Es poco probable que entre esas nuevas zonas geotérmicas se encuentre un yacimiento de la magnitud de los de Cerro Prieto o Los Azufres. Pero el país tiene una gran cantidad de recursos geotérmicos de baja temperatura que pueden aprovecharse para generar electricidad con plantas de ciclo binario. Como se dijo antes, el costo de este tipo de plantas aún resulta poco competitivo comparado con el de las plantas convencionales. Sin embargo, en la medida en que el petróleo continúa aumentando de precio y reduciendo sus reservas probadas, las perspectivas de generar energía eléctrica con recursos geotérmicos de baja temperatura se vuelven más prometedoras. Sin duda, este es el futuro de la energía geotérmica en México.

Geotérmica Cerro Prieto

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